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23. Juli 2020 1
VCI-Position
zum ressortabgestimmten Referentenentwurf zur Umsetzung des LCP-BREFs
vom 25.06.2020
Vorbemerkung:
Das Bundesministerium für Umwelt hat am 25.06.2020 den ressortabgestimmten Refe-
rentenentwurf veröffentlicht und um Stellungnahme im Vorfeld der Anhörung gebeten.
Mit dem vorliegenden Entwurf sollen die BVT-Schlussfolgerungen für Großfeuerungs-
anlagen (LCP) sowie ein Teil der BVT-Schlussfolgerungen für die Herstellung von or-
ganischen Grundchemikalien (LVOC), Raffinerien (REF) und Zellstoffherstellung (PP)
in deutsches Recht umgesetzt werden. Zudem wird die Mitverbrennung durch eine Ar-
tikelverordnung in der 17. BImSchV geändert.
Das BMU hat zunächst einige Fachgespräche zu verschiedenen Themenschwerpunk-
ten noch weit vor Veröffentlichung des Referentenentwurfs geführt. Dieses Engage-
ment und die frühe Einbindung aller Stakeholder begrüßen und unterstützen wir als
VCI ausdrücklich.
Allgemein:
Leider ist die gemäß Bundes-Immissionsschutzgesetz vorgesehene Jahresfrist zur
Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen für die beiden BVT-Merkblätter LCP und
LVOC bereits seit längerem abgelaufen. Im Hinblick auf diese Vierjahresumsetzungs-
frist, innerhalb derer bestehende Anlagen die Emissionsgrenzwerte der Rechtsverord-
nung einhalten müssen, bedarf es nun eines schnellen Vorgehens bei der Novellierung
der 13. und 17. BImSchV. Für Anlagenbetreiber ergibt sich eine große Rechtsunsicher-
heit allein aus der Tatsache heraus, dass bis zur formalen Umsetzungsfrist nur noch
weniger als ein Jahr bleibt.
Durch die Verspätung der Umsetzung in nationales Recht besteht für ggf. notwendige
Nachrüstungen im Anschluss an die Novellierungen der 13. und 17. BImSchV keine
angemessene und ausreichende Zeit mehr für die Betreiber sowie für die Behörden im
Hinblick auf die Durchführung der Genehmigungsverfahren. Weitreichendere Maßnah-
men sind unter diesen Umständen keinesfalls mehr fristgerecht umzusetzen. Der natio-
nale Umsetzungszeitraum muss deshalb eine aufschiebende Wirkung entfalten. Der
behördliche und praxisbezogene Vollzug darf nicht unter der verzögerten Umsetzung
das Nachsehen haben.
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Die Emissionsanforderungen des vorliegenden Verordnungsentwurfs sind für beste-
hende und (2003)-Altanlagen insbesondere im Hinblick auf Quecksilber, Stickoxide
und Schwefeloxide sehr anspruchsvoll. Spielraum für weitere Verschärfungen besteht
nicht. Andernfalls wäre der Weiterbetrieb dieser Großfeuerungsanlagen akut gefährdet.
Zudem stellt sich die Frage, wie mit Anlagen umgegangen werden soll, die schriftlich
die Rückziehung der Genehmigung verkündet haben. Diesen Anlagen nach Über-
schreitung der Übergangsfrist eine Nachrüstung aufzuerlegen, ist unverhältnismäßig.
Des Weiteren sehen wir in der Umsetzung bestimmter weicher Schlussfolgerungen kei-
nen Mehrwert für die Umwelt. Dies betrifft insbesondere die Schlussfolgerungen zu
Wirkungsgradberechnung und Brennstoffzusammensetzung. Weitere Ausführungen
dazu sind in der Einzelbewertung dargelegt. Für beide Änderungen wird die Umset-
zung von Schlussfolgerungen als Begründung angeführt. Dies ist sicherlich richtig, je-
doch besteht im Europarecht kein Zwang, dies zu tun. Daher sollte in der Begründung
der Umweltnutzen nachvollziehbar dargelegt werden.
Im Einzelnen:
§ 2 − Begriffsbestimmung
Sachstand 1:
Keine Definition der Begriffe mittelbare und unmittelbare Feuerungsanlagen bzw. di-
rekte und indirekte (siehe auch die Übersetzung aus dem Englischen).
Was sind Feuerungsanlagen in der chemischen Industrie, die der unmittelbaren Behei-
zung von Gütern in Reaktoren dienen?
Auswirkungen 1:
Cracker und andere Prozessfeuerungen im Sinne der BVT-Merkblätter sollten unserer
Meinung nach von der 13. BImSchV ausgenommen sein.
§ 1 (3) Nummer 5 nimmt Feuerungsanlagen von der Verordnung aus, die der unmittel-
baren Beheizung von Gütern in Reaktoren dienen.
Sowohl das BVT-Merkblatt für Großfeuerungsanlagen (LCP-BREF) als auch das BVT-
Merkblatt über Industrieemissionen in Bezug auf die Herstellung von organischen
Grundchemikalien (LVOC-BREF) definieren Prozessfeuerungen/-öfen.
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Im LVOC-BREF sind es Feuerungsanlagen, deren Rauchgase durch unmittelbaren
Kontakt zur thermischen Behandlung von Objekten oder Einsatzstoffen eingesetzt wer-
den, z. B. in Trocknungsprozessen oder chemischen Reaktoren, oder Feuerungsanla-
gen, deren Strahlungs- und/oder Konduktionswärme auf Objekte oder Einsatzstoffe
durch eine feste Wand übertragen wird, ohne Einsatz einer intermediären Wärmeträ-
gerflüssigkeit, z. B. Öfen oder Reaktoren zur Erwärmung eines Prozessstroms in der
(petro)chemischen Industrie wie etwa Dampfcracker-Öfen.
Im LCP-BREF sind es Feuerungsanlagen, deren Abgase durch den direkten Kontakt
mit dem zu behandelnden Gut bzw. Einsatzmaterial zu dessen thermischer Behand-
lung genutzt werden (z. B. Zement- und Kalköfen, Glasöfen, Asphaltöfen, Trocknungs-
prozesse, in der (petro-)chemischen Industrie eingesetzte Reaktoren, Öfen zur Verar-
beitung von Eisenmetallen), oder Feuerungsanlagen, deren Strahlungs- und/oder Kon-
duktionswärme durch eine feste Wand ohne dazwischen liegende Wärmeträgerflüssig-
keit auf das zu behandelnde Gut bzw. auf das Einsatzmaterial übertragen wird (z. B.
Koksöfen, Winderhitzer (Cowper), Öfen oder Reaktoren zur Heizung eines Prozess-
stroms in der (petro-)chemischen Industrie wie Steamcracker-Öfen, Prozessfeuerun-
gen für die Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas (LNG) in LNG-Terminals).
Daraus ist nach unserer Auffassung zu schließen, dass die Begriffe unmittelbar mit di-
rekt (wie auch im Englischen) und logischerweise mittelbar mit indirekt gleichzusetzen
sind.
Die Definition der Feuerung eines Dampfcracker-Ofens in den BVT-Merkblättern be-
schreibt deshalb unserer Meinung nach eine unmittelbare Beheizung von Gütern in
Reaktoren. Eine mittelbare Beheizung würde − wie in den BVT-Merkblättern beschrie-
ben − zum Beispiel den Einsatz einer intermediären Wärmeträgerflüssigkeit bedeuten.
Die deutsche Interpretation der Begriffe der BVT-Merkblätter legt aber nahe, dass die
Feuerung von Steamcracker-Öfen als unmittelbare Feuerungsanlagen angesehen wer-
den.
So heißt es in der Begründung zu § 62 (Anwendungsbereich):
Die Vorschriften dieses Abschnittes gelten [für die] mittelbaren Beheizung von Gütern
in chemischen Reaktoren dienen, und die nicht im Anwendungsbereich von Abschnitt 5
liegen.
Die Regelung in § 62 legt fest, für welche GFA im Anwendungsbereich der 13. BIm-
SchV die zusätzlichen Anforderungen des Abschnittes gelten. Dies sind die Großfeue-
rungsanlagen zum Reformieren von Erdgas […].
Der LCP-BREF regelt aber sehr deutlich, dass die folgende Anlage NICHT Bestandteil
des BREFs sind:
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Feuerungsanlagen, deren Strahlungs- und/oder Konduktionswärme durch eine feste
Wand ohne dazwischen liegende Wärmeträgerflüssigkeit auf das zu behandelnde Gut
bzw. auf das Einsatzmaterial übertragen wird (z. B. Koksöfen, Winderhitzer (Cowper),
Öfen oder Reaktoren zur Heizung eines Prozessstroms in der (petro-)chemischen In-
dustrie wie Steamcracker-Öfen, Prozessfeuerungen für die Wiederverdampfung von
verflüssigtem Erdgas (LNG) in LNG-Terminals).
Lösungsvorschlag 1:
Bitte Klarstellung des Gewollten.
Sachstand 2:
Definition von Neuanlage.
Auswirkungen 2:
Die „Definition Neuanlage“ ist nicht aussagekräftig bzw. nicht hinreichend eindeutig.
Sind neue Kessel, die ihre Abgase in bestehende Schornsteine leiten evtl. der Auslö-
ser für andere Anlagenteile, deren Abgase in diesen Schornstein geführt werden, auch
als Neuanlage betrachtet werden zu müssen?
Lösungsvorschlag 2:
Hier sollte zwingend eine eindeutige Definition – vor allem im Hinblick auf bestehende
Schornsteine und deren Weiterverwendung bei neuen Anlagenteilen – in der Verord-
nung getroffen werden.
§ 5 − Anforderungen und im Jahresmittel einzuhaltende Emissionsgrenz-
werte zur Absicherung von Umweltqualitätszielen
Sachstand 1:
Einhaltung des Jahresmittelwertes bei Einsatz von festen oder flüssigen Brennstoffen.
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Auswirkungen 1:
(3) Großfeuerungsanlagen, die nach dem 6. Januar 2014 in Betrieb gehen, […]
Da das Datum in der Vergangenheit liegt, müsste es „in Betrieb gingen“ heißen.
Mit dieser Formulierung sollen die Anforderungen des § 11 Absatz 3 der aktuell gülti-
gen Fassung der 13. BImSchV umgesetzt werden, doch heißt es dort abweichend:
„[…] ausgenommen im Jahr 2014 bestehende Anlagen […]“
Diese Regelung sollte unverändert beibehalten und die Formulierung entsprechend
des Textvorschlags unten angepasst werden.
Lösungsvorschlag 1:
Wir bitten um die folgende Änderung:
(3) Großfeuerungsanlagen, die nach dem Jahr 2014 in Betrieb gingen, […]
Zur Klarstellung ist am Ende des Absatzes 3 zu ergänzen:
„Ausgenommen davon sind Großfeuerungsanlagen in Raffinerien, die Raffinerieheiz-
gase oder Destillations- oder Konversionsrückstände einsetzen.“
(4) Die Anforderungen der Absätze 2 und 3 gelten nicht für Anlagen,
1. die ausschließlich zur Abdeckung der Spitzenlast bei der Energieversorgung wäh-
rend bis zu 300 Stunden im Jahr dienen,
2. die ausschließlich dem Notbetrieb während bis zu 300 Stunden im Jahr dienen.
Wir bitten um folgende Ergänzung im Absatz 4:
(4) Die Anforderungen der Absätze 2 und 3 gelten nicht für Anlagen, […]
3. die von einer Kompensationsmöglichkeit nach § 53 Gebrauch machen können.
Sachstand 2:
(6) Großfeuerungsanlagen, die im gleitenden Durchschnitt über einen Zeitraum von
fünf Jahren 1500 Betriebsstunden in Betrieb sind, [gelten] ab dem 1. Januar 2025 ei-
nen Emissionsgrenzwert für Stickstoffmonoxid und Stickstoffdioxid, von 85 mg/m³ im
Jahresmittel.
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Auswirkungen 2:
Sollte der NOx-Jahresgrenzwert von 85 mg/Nm³ auch für Raffineriefeuerungen gelten
sollen, stellt dieser Paragraf eine drastische Verschärfung durch die Hintertür dar.
Ohne Einschränkungen bzgl. Altanlagen, Bestandsanlagen und Neuanlagen ist der Pa-
ragraf so nicht erfüllbar. Selbst bei einer Entstickungsanlage kommt es aufgrund des
hohen Einsatzes an Ammoniak oder Harnstoff zu anderen Betriebseinschränkungen.
Eine weitere Diskrepanz ergibt sich aus dem NOX-Jahresgrenzwert von 85 mg/Nm³
und den in den nachfolgenden Abschnitten geforderten NOx-Grenzwerten für Neuanla-
gen in Höhe von 100 mg/Nm³.
Lösungsvorschlag 2:
Schaffung einer Altanlagereglung für Raffinerien.
Vorschlag zur Ergänzung des § 5 Absatz 6:
„Ausgenommen davon sind Großfeuerungsanlagen in Raffinerien, die Raffinerieheiz-
gase oder Destillations- oder Konversionsrückstände einsetzen.“
oder
Ergänzung nach „flüssigen Brennstoffen“ um „ausgenommen Destillations- oder Kon-
versionsrückstände“.
§ 9 − Anlagen zur Abscheidung und Kompression von Kohlendioxid
Sachstand:
§ 9 richtet sich derzeit an große Kraftwerke mit einer elektrischen Nennleistung von
300 MW entsprechend einer Feuerungswärmeleistung von mind. 800 MW bei Gastur-
binen.
Absatz 2 bezieht sich auf kleinere Anlagen mit Feuerungswärmeleistung von 50 MW,
entsprechend einer elektrischen Nennleistung von etwa 20 MW.
Der neue Absatz 2 richtet sich an alle neuen Feuerungsanlagen mit einer Feuerungs-
wärmeleistung von 50 MW oder mehr sowie an alle Erweiterungen um eine Feue-
rungswärmeleistung von 50 MW oder mehr.
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Auswirkungen:
Dies stellt eine unnötige und unverhältnismäßige Bürokratie insbesondere für Erweite-
rungsinvestitionen kleinerer Anlagen dar, z. B. bei Upgrading älterer Gasturbinenanla-
gen.
Da nicht definiert ist, ab wann die Nachrüstung von Anlagen für die Abscheidung, Kom-
pression und die weitere Behandlung oder den Transport des Kohlendioxids wirtschaft-
lich zumutbar ist, ergeben sich Diskussionen mit der Genehmigungsbehörde, z. B. hin-
sichtlich Vorhalten oder Schaffen von Platzbedarf, insbesondere bei Änderungen.
Lösungsvorschlag:
Beziehen auf elektrische Nennleistung und Beschränkung auf Neuanlagen.
§ 13 − Brennstoffkontrolle
Sachverhalt:
Der Betreiber hat die Brennstoffdaten der eingesetzten Brennstoffe gemäß Anlage 1 zu
ermitteln. Diese Pflicht kann auch auf den Lieferanten übertragen werden, muss aber
nach jeder Änderung erneut bestimmt werden.
Auswirkungen:
Dies führt zu einem zusätzlichen Analyse-, Ermittlungs- und Dokumentationsaufwand
auf Betreiber- bzw. Lieferantenseite.
Aufgrund der Vielzahl der eingesetzten Brennstoffe an einem Standort (insbesondere
bei Raffinerien) ist der Aufwand vermutlich als sehr hoch zu bezeichnen. Durch die
Vielzahl an Brennstoffen wären viele Labore mit der momentanen Personalkapazität
überfordert und müssten zusätzliches Personal einstellen.
Laut Begründung handelt es sich hier um eine 1:1-Umsetzung der BVT-Schlussfolge-
rung Nr. 9 des LCP-BREFs. Eine Verpflichtung, diese „weiche“ Schlussfolgerung in na-
tionales Recht aufzunehmen, besteht nach der IED nicht.
Leider fehlt in der Begründung die Darstellung, welchen Mehrwert diese Übernahme in
die 13. BImSchV für die Umwelt hat.
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Rückschlüsse auf das Emissionsverhalten einer Anlage aufgrund der Daten aus den
Brennstoffanalysen sind aus Sicht des VCI sehr stark fehlerbehaftet und nicht validier-
bar.
Unserer Auffassung nach sind Umweltauswirkungen bereits abdeckend über die Anfor-
derungen an das Emissionsmonitoring und durch Emissionsgrenzwerte in Deutschland
geregelt. Daher möchten wir zu bedenken geben, dass aus § 13 ein zusätzlicher Ver-
waltungsaufwand für die Betreiber resultiert, ohne dass aus heutiger Sicht ein Gewinn
für die Umwelt erzielt werden kann.
Beispiel: Ausgehend davon, dass LPG als gasförmiger Brennstoff gilt. Falls LPG nach
Anlage 1 (in Verbindung mit § 13) unter Nr. 3. <<Einsatz von flüssigen Brennstoffen,
ausgenommen leichtem Heizöl>> eingeordnet werden sollte, müsste der Gehalt an Ni-
ckel und Vanadium ermittelt werden.
Diese Anforderung wird als sehr anspruchsvoll eingestuft, da das Messverfahren (in-
duktiv gekoppeltes Plasma, ICP) sehr komplex ist und nur von einer begrenzten Zahl
an Messinstituten angeboten wird.
Die Liste der charakterisierten Stoffe bzw. Parameter sollte auf diejenigen verkürzt wer-
den, von denen auf der Grundlage von Informationen über die Rohstoffe und den Her-
stellungsprozess vernünftigerweise erwartet werden kann, dass sie in dem Brennstoff
auch vorhanden sind.
Auch bestehen einige Fragen zur Anlage 1:
− Nr. 1 Biobrennstoffe:
Falls Klärschlämme unter Nr. 1 „Biobrennstoffen“ fallen, würde das einen erhebli-
chen Zusatzaufwand erzeugen
− Nr. 2 feste Brennstoffe:
Was ist ein fester Brennstoff? Klärschlamm? Ab welchen TS-Gehalt?
Lösungsvorschlag:
Die Reglung wieder streichen.
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§ 14 − Energieeffizienzkontrolle
Sachstand:
Der Betreiber einer Feuerungsanlage hat bei Feuerungsanlagen zur Bereitstellung von
elektrischer oder mechanischer Energie den elektrischen oder mechanischen Nettowir-
kungsgrad zu bestimmen. Dabei muss die Anlage im Volllastbetrieb sein.
Auswirkungen:
Laut Begründung handelt es sich hier um eine 1:1-Umsetzung der BVT-Schlussfolge-
rung Nr. 2 des LCP-BREFs. Eine Verpflichtung, diese „weiche“ Schlussfolgerung in na-
tionales Recht aufzunehmen, besteht nach der IED nicht.
Leider fehlt in der Begründung die Darstellung, welchen Mehrwert diese Übernahme in
die 13. BImSchV für die Umwelt hat.
Der Gesetzgeber kommt mit § 14 der Umsetzung von BVT 2 (LCP BREF) nach, doch
resultiert aus dieser beschreibenden BVT-Schlussfolgerung keine Umsetzungsver-
pflichtung.
Zudem bestehen Bedenken hinsichtlich der Umsetzbarkeit dieser Regelung in der Pra-
xis. So ist ungeklärt, auf welche Normen sich die Leistungstests beziehen sollen und
ob diese überhaut verfügbar sind. Für eine einheitliche Analyse der Energieeffizienz
müsste eindeutig geregelt sein, welche Messparameter grundsätzlich relevant wären
und wie diese erfasst werden sollen. Auch gibt es − abhängig von der (prozessbeding-
ten) Anlagenfahrweise − erwartungsgemäß drastische Unterschiede in der Effizienz,
was berücksichtigt werden müsste. Es ist zu befürchten, dass diese Regelung vollkom-
men neue Prüfungen nach sich zieht, ohne dass ein Gewinn für die Umwelt erkennbar
wäre.
Insbesondere die jährliche Abnahmelastfahrt nach Absatz 5 erzeugt bei den Betreibern
unnötigen Aufwand, verbunden mit der Herausforderung, die bei der Lastfahrt entste-
hende zusätzliche Energie bzw. Dampf einer Abnahme zuzuführen. Betreiber haben
von Natur aus ein großes Eigeninteresse daran, hohe Wirkungsgrade zu erreichen, um
den Eigenverbrauch an Energie zu senken. Zum Aufbau und zur Verbesserung von
Systemen und Prozessen kommt u.a. ein Eco-Management and Audit Scheme (E-
MAS) oder die DIN EN ISO 50001 zur Anwendung.
Zudem ist hier das Stichwort „Initiative Energieeffizienz-Netzwerke“ zu nennen.
Lösungsvorschlag:
Diese Reglung wieder streichen.
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§ 17 − Kontinuierliche Messung
Sachstand:
Neuaufnahme von gasförmigen anorganischen Chlorverbindungen.
Auswirkungen:
Es handelt sich hierbei nicht um eine 1:1-Umsetzung. Der BREF sagt eindeutig, dass
für bestimmte Brennstoffe die HCl-Messung vierteljährlich sein könnte:
Lösungsvorschlag:
Die kontinuierliche Messung in eine diskontinuierliche Messung umwandeln.
§ 20 − Einzelmessungen und § 21: Berichte und Beurteilung von Einzel-
messungen
Sachstand:
Der Betreiber hat für Emissionsparameter, die nicht nach § 18 in Verbindung mit § 17
mittels kontinuierlicher Messungen überwacht werden, Einzelmessungen (§ 20) durch-
führen und über die Ergebnisse der Messungen einen Messbericht (§ 21) erstellen zu
lassen. Der zuständigen Behörde ist innerhalb von zwölf Wochen der entsprechende
Bericht vorzulegen.
Gemäß § 23 (1) und (2) der aktuell gültigen 13. BImSchV sind Einzelmessungen auf
krebserzeugende Stoffe, die im Anhang 1 aufgeführt sind, alle drei Jahre
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durchzuführen. Gleiches Messintervall gilt für Schadstoffe, für die gemäß § 21 (aktuelle
13.BImSchV) Ausnahmen von der kontinuierlichen Messung zugelassen werden. Ab-
weichend gilt für Quecksilber in diesem Fall ein Messintervall von einem Jahr.
In dem Referentenentwurf zur Novellierung der 13. BImSchV werden bei Zulassung
der Aufnahme von kontinuierlichen Messungen gemäß § 18 die Messintervalle für Ein-
zelmessungen in § 20 auf alle sechs Monate verkürzt. Gleiches gilt für § 36.
Die Messintervalle für krebserzeugende Stoffe, werden im Referentenentwurf auf ein-
mal im Jahr bzw. alle sechs Monate verkürzt (§ 3, § 55). Ebenfalls werden die Inter-
valle für Einzelmessungen auf anorganische gasförmige Fluorverbindungen auf einmal
im Jahr bzw. auf alle 3 Monate festgelegt (§ 37).
Referenz aktuelle 13.
BImSchV
Messintervall Einzel-
messung aktuelle
13. BImSchV
Messintervall Einzel
Messung Referenten-
entwurf
Messintervall Refe-
rentenentwurf
§ 21 (3) i.V.m. § 23 (2):
Ausnahme kontinuierli-
che Messung SO2
3 Jahre halbjährlich § 36 (1): Ausnahme
kontinuierliche Mes-
sung SO2
§ 21 (4) i.V.m. § 23(2):
Ausnahme kontinuierli-
che Messung CO, NOx
3 Jahre halbjährlich bzw. jähr-
lich
§ 18(5) i.V.m. § 20(3):
Ausnahme kontinuier-
liche Messung CO,
NOx
§ 21 (5) i.V.m. § 23 (2):
Ausnahme kontinuierli-
che Messung Hg
jährlich halbjährlich bzw. jähr-
lich
§ 18 (6) i.V.m.
§ 20(3): Ausnahme
kontinuierliche Mes-
sung Hg
§ 21 i.V.m. § 23 (2):
Ausnahmen kontinuier-
liche Messung CO,
NOx, SO2, Staub, etc.
3 Jahre halbjährlich § 36 (2): Ausnahme
kontinuierliche Mes-
sung NH3
§ 21 i.V.m. § 23 (2):
Ausnahmen kontinuier-
liche Messung CO,
NOx, SO2, Staub, etc.
3 Jahre jährlich § 36 (3): Ausnahme
kontinuierliche Mes-
sung NH3
§ 21: Ausnahmen konti-
nuierliche Messung
CO, NOx, SO2, Staub,
etc.
3 Jahre halbjährlich bzw. jähr-
lich
§ 37 (3): Einzelmes-
sungen Gesamtkoh-
lenstoff
§ 23 (1): Einzelmessun-
gen für krebserzeu-
gende Stoffe
3 Jahre halbjährlich bzw. jähr-
lich
§ 55: Einzelmessun-
gen für krebserzeu-
gende Stoffe
12 23. Juli 2020
§ 23 (1): Einzelmessun-
gen für krebserzeu-
gende Stoffe
3 Jahre jährlich § 37 (1): Einzelmes-
sungen für krebser-
zeugende Stoffe
§ 23 (1): Einzelmessun-
gen für krebserzeu-
gende Stoffe
3 Jahre halbjährlich bzw. jähr-
lich
§ 37 (2): Einzelmes-
sungen für krebser-
zeugende Stoffe
Keine Regelung Keine Regelung Vierteljährlich, halb-
jährlich bzw. jährlich
§ 37 (3): Einzelmes-
sungen HF
Auswirkungen:
Dies bedeutet eine Zunahme der Einzelmessungen. In einigen Fällen werden Messun-
gen alle drei bzw. sechs Monate gefordert. Bislang wurden Messungen alle drei Jahre
gefordert. Dieser hohe Anstieg an Einzelmessungen hat zur Folge, dass die bereits
jetzt stark ausgelasteten nach § 29b BImSchG bekannt gegebenen Stellen noch mehr
Aufträge abarbeiten müssen. Es ist stark zu bezweifeln, dass dadurch die terminge-
rechten Durchführungen der Messungen und die termingerechte Vorlage der Berichte
noch möglich sind.
Darüber hinaus besteht nicht nur ein erhöhtes Aufkommen an Messungen in Bezug auf
die Novellierung der 13. BImSchV, sondern durch andere Verordnungen und Vorschrif-
ten (44. BImSchV, TA Luft, ...).
Aufgrund der formalen Anforderungen an die nach § 29b BImSchG bekannt gegebe-
nen Stellen hinsichtlich des Personals und der Ausstattung ist es unwahrscheinlich,
dass jene Ressourcen schnell genug aufgebaut werden können, um die Anzahl an
Messungen durchführen zu können.
Da die termingerechte Durchführung der Messungen eine Pflicht des Anlagenbetrei-
bers ist, besteht hier ein „Compliance-Risiko“.
Besonders die Messungen auf krebserzeugende Stoffe sowie anorganische gasför-
mige Fluorverbinden weisen sehr kurze Messintervalle auf und stellen somit eine
Quelle für ein „Compliance-Risiko“ dar.
In den Fällen der §§ 18 (2), 18 (5), 36 (1) und 36 (2) stellt sich die Frage, wie bei Feue-
rungsanlagen, die im gleitenden Durchschnitt über einem Zeitraum von fünf Jahren
höchsten 1.500 Stunden jährlich im Betrieb sind, die Durchführung der Emissionsmes-
sungen den formalen Anforderungen (Erstellung Messplan, Abstimmung Messplan,
frühzeitige Anmeldung der Messung, etc.,.) entsprechend abgearbeitet werden kön-
nen. Es ist fraglich, ob nach § 29b BImSchG bekannt gegebene Stellen die notwendige
hohe terminliche Flexibilität haben, um Messungen an solchen Feuerungsanlagen
durchzuführen.
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In dem Rechtsgutachten „Zur Rechtsverbindlichkeit der in BVT-Schlussfolgerungen be-
schriebenen Intervalle für wiederkehrende Messungen von Emissionen in die Luft“ von
Prof. Klement beschreibt dieser, dass „Aus Art. 11 lit. b IE-Richtlinie ergibt sich keine
Verpflichtung der Mitgliedstaaten, den Anlagenbetreibern die in den BVT-Schlussfolge-
rungen beschriebenen Messintervalle verpflichtend aufzuerlegen.“. Eine Verpflichtung
der 1:1-Umsetzung von Messverpflichtungen besteht also nicht. Vielmehr hat der Ge-
setzgeber hier einen Spielraum, um angemessene Messfrequenzen festzulegen, die
auch einen tatsächlichen Mehrwert für die Umwelt darstellen.
Lösungsvorschlag:
Wenn an der Erhöhung der Anzahl an Messungen festgehalten werden soll, so muss
die Möglichkeit bestehen, die termingerechte Durchführung der Emissionsmessungen
losgelöst von nach § 29b BImSchG bekannt gegebenen Stellen zu erfüllen.
Das beschriebene „Compliance-Risiko“ kann gemildert werden, wenn Wiederholungs-
messungen auch durch vom Anlagenbetrieb unabhängige Messtellen durchgeführt
werden können. Gemäß § 28 BImSchG besteht die Möglichkeit, dass Emissionsmes-
sungen auch durch den Immissionsschutzbeauftragten durchgeführt werden können,
wenn dieser hierfür die erforderliche Fachkunde, Zuverlässigkeit und gerätetechnische
Ausstattung besitzt. Diese Regelung wurde bereits nicht nur in der EMASPrivilegV,
sondern auch im Entwurf vom 01.10.2019 der TA Luft aufgenommen.
Diese Regelung sollte sich im Referentenentwurf der 13. BImSchV entsprechend auf
Wiederholungsmessungen mit kürzeren Intervallen als drei Jahre beziehen (insbeson-
dere krebserzeugende Stoffe und anorganische gasförmige Fluorverbindungen). Daher
soll § 20 (1) folgendermaßen geändert werden: „
§ 20 (1) Soweit auf der Grundlage der vorliegenden Verordnung Einzelmessungen
durchzuführen sind, hat der Betreiber diese nach Errichtung oder wesentlicher Ände-
rung der Anlage von einer nach § 29b des Bundes-Immissionsschutzgesetzes für die-
sen Tätigkeitsbereich bekannt gegebenen Stelle durchführen zu lassen. Abweichend
von Satz 1 kann für die wiederkehrende Durchführung von Einzelmessungen mit Inter-
vallen kürzer als drei Jahre auf Antrag zugelassen werden, dass sie durch den Immis-
sionsschutzbeauftragten durchgeführt werden können, wenn dieser hierfür die erfor-
derliche Fachkunde, Zuverlässigkeit und gerätetechnische Ausstattung besitzt.
14 23. Juli 2020
§ 20 − Einzelmessungen
Sachstand:
In Absatz 3 heißt es: „Für den Fall, dass der Maximalwert der Einzelmessungen nach
Satz 2 mit einem Vertrauensniveau von 50 Prozent nach der Richtlinie VDI 2448 Blatt
2 (Ausgabe 1997) den jeweiligen Emissionsgrenzwert nicht überschreitet.“
Auswirkungen:
Die Regelung entspräche der Fußnote 10 in der BVT-Schlussfolgerung 4. Eine ähnli-
che Fußnote findet sich in anderen BREFs auch wieder (z. B. LVOC).
Diese Fußnoten sollen in anderen Vorschriften wie folgt umgesetzt werden:
„Für den Fall, dass die obere Vertrauensgrenze für das 90-Perzentil bei einem Vertrau-
ensniveau von 50 Prozent nach der VDI-Richtlinie 2448 Blatt 2, Ausgabe Juli 1997,
den Emissionswert nicht überschreitet, kann die Überwachung auf einmal halbjährlich
reduziert werden. Für die Auswertung können Messergebnisse der letzten vier Jahre
herangezogen werden.“
Lösungsvorschlag:
Bitte konsistent in der Umsetzung sein. Anpassung der Regelung an bereits existie-
rende Umsetzungen.
§§ 20, 21, 36, 37, 38 u.a. – Einzelmessungen (Fristen)
Sachstand 1:
In vielen Paragrafen werden Regelungen zu Einzelmessungen beschrieben (z. B.
§§ 20, 21, 36, 37, 38 u.a.).
Auswirkungen 1:
Es handelt sich hier nicht um eine 1:1-Umsetzung des LCP-BREFs. In der deutschen
Version des BREFs wird für einige Schadstoffe eine vierteljährliche Messfrequenz fest-
geschrieben.
15 23. Juli 2020
Übersetzt wird die Regelung im Entwurf jedoch mit den Worten „alle drei Monate“
(siehe z. B. § 37 (3)).
Dadurch wird unterschwellig eine Verschärfung eingeführt, die zur Folge hat, dass die
bereits jetzt stark ausgelasteten nach § 29b BImSchG bekannt gegebenen Stellen
noch weniger Flexibilität zur fristgerechten Bearbeitung von noch mehr Aufträgen ha-
ben. Es ist stark zu bezweifeln, dass dadurch die termingerechten Durchführungen der
Messungen und die termingerechte Vorlage der Berichte noch möglich sind. Überwa-
chungsbehörden und Betreiber werden bei ausstehenden Messungen/Berichten in un-
nötigen Erklärungsnotstand gebracht.
Lösungsvorschlag 1:
Bitte bei allen Angaben zu Einzelmessungen grundsätzlich „alle drei Monate“ durch
„vierteljährlich“ und „alle sechs Monate“ durch „halbjährlich“ ersetzen.
Dies gilt grundsätzlich für entsprechende Angaben in der 13. und der 17. BImSchV.
§§ 20, 21, 36, 37, 38 u.a. – Einzelmessungen (Allgemein)
Sachstand:
Im gesamten Dokument werden Regelungen zu „Einzelmessungen“ gemacht.
Auswirkungen:
Die IED kennt in der deutschen Übersetzung jedoch nur „periodische Messungen“. In
der Praxis setzen sich wiederkehrende Messungen aus drei Einzelmessungen über
mehrere Tage zusammen.
Die Regelungen der 13. BImSchV (geltende als auch der Entwurf) sprechen von Ein-
zelmessung, meinen aber wiederkehrende Messungen (also periodische Messungen).
Um Missverständnisse zu vermeiden, sollte daher der Originalbegriff übernommen
werden.
16 23. Juli 2020
Lösungsvorschlag:
Der Begriff „Einzelmessung“ sollte durch „periodische Messungen“ ersetzt werden.
§ 20 – Einzelmessungen (PCCD/F)
Sachstand:
In § 20 (5) Nr. 1 und 2 werden Vorgaben zum Probenahmezeitraum gemacht (PCDD/F
ohne Benzo(a)pyren mindestens eine halbe Stunde und höchstens zwei Stunden,
PCDD/F Benzo(a)pyren mindestens sechs Stunden und höchstens acht Stunden.)
Auswirkungen:
Die Regelung in Verbindung mit den vorgegebenen Messfrequenzen führen zu erhebli-
chem messtechnischem Aufwand und entspricht nicht mehr dem Stand der Messtech-
nik.
Durch eine Verkürzung der Messdauer kann eine gleichbleibende Emissionssituation
dargestellt werden, ohne die Aussagekraft der Messungen zu vermindern. Vielmehr
kann eine an das Analysegerät/-verfahren angepasste Messdauer realistische Emissi-
onsmuster abbilden, weil – abweichend von unnötig lange Probenahmedauer – ggf.
„Spitzen“ in der Gesamtmenge nicht „untergehen“.
Aktuelle Analytik erreicht problemlos die nötigen Nachweisgrenzen auch bei Verkür-
zung der Messdauer. So wird Aufwand bei gleichbleibender Aussagekraft reduziert.
Lösungsvorschlag:
Nr. 1 und 2. sollten gestrichen werden und durch folgenden Passus ersetzt werden:
„Die Probenahmedauer ist in Abhängigkeit des Probenahmeverfahrens/-gerätes fest-
zulegen. Dabei ist die Dauer der Probenahme mindestens auf einen Wert festzuset-
zen, der garantiert, dass die Nachweisgrenze überschritten wird“.
§ 22 − Jährliche Berichte über Emissionen
Sachstand:
Der Betreiber hat der zuständigen Behörde jährlich jeweils bis zum 30. April des Folge-
jahres für jede einzelne Anlage unter Beachtung der Aggregationsregeln nach § 4 Fol-
gendes zu berichten.
17 23. Juli 2020
Auswirkungen:
Als Begründung wird die Anpassung an das Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur
Ausführung des Protokolls über Schadstofffreisetzungs- und Verbringungsregister vom
21. Mai 2003 sowie zur Durchführung der Verordnung (EG) Nr. 166/2006 vom 6. Juni
2007 (PRTR-Gesetz) angeführt.
Dieses Gesetz ist jedoch noch nicht verabschiedet und in der Diskussion.
Wir verweisen an diese Stelle auf die VCI-Stellungnahme. Dort heißt es:
„Wie bereits beschrieben, setzt die Verkürzung der Berichtszeit die Unternehmen un-
nötig unter Druck, ohne erkennbaren Nutzen. Alle Anlagen der Chemieindustrie unter-
liegen nicht nur einer (dieser) Berichtspflicht, sondern noch weiteren, wie z. B. die Be-
richterstattung für die EMAS-Umwelterklärung, die CWÜ-Meldung, Veröffentlichungen
nach 13. und 17. BImSchV, TEHG, Abwasserkataster, IZÜV u. w.
In der Begründung für die Verkürzung wird erläutert, dass dem UBA ein Monat mehr
Zeit zur Verfügung stehen soll. Die Verkürzung ist aus Sicht des UBA damit gerechtfer-
tigt, da nun sensible Informationen neu verarbeitet werden müssen. Aufgrund der ge-
änderten Regelung müssen die Betreiber noch aufwendiger als bisher sensible Daten
identifizieren und ihre „Nicht-Freigabe“ begründen.
Daher die Frage, warum die Betreiber dies einen Monat schneller machen müssen als
die bloße Überprüfung der Daten durch das Umweltbundesamt? Eine Fristverkürzung
ist europäisch nicht vorgegeben. Die Abgabefrist für die PRTR-Berichterstattung sollte
weiterhin der 31. Mai des Folgejahres bleiben. Dies gilt analog für die Emissionserklä-
rung gemäß 11. BImSchV sowie für die Meldungen zu den GFA gemäß 13. BImSchV.
Durch die Fristverkürzung wird zudem in interne Prozesse auf Betreiberseite eingegrif-
fen, denn alle Informationen müssen nun einen Monat früher zusammengetragen wer-
den. Das führt zu erhöhten Kosten, da interne Prozesse umgestellt und angepasst wer-
den müssen. Die Erstellung eines Berichtes und die vorangegangene Datensammlung
ist ein sehr aufwendiger Prozess, der über Jahre hinweg immer wieder angepasst und
optimiert werden musste. Die Verkürzung der Frist wirkt sich entlang der gesamten Be-
richts- und Informationskette in einem Unternehmen aus. Die Hauptaufgabe, um Be-
richtspflichten gegenüber der Kommission zu erfüllen, liegt nach wie vor beim Betreiber
und dem Unternehmen. Dieser enormen Kraftanstrengung sollte Respekt gezeigt wer-
den, in dem keine Fristen unnötig verkürzt werden.“
Lösungsvorschlag:
Keine Fristen unnötig verkürzen.
18 23. Juli 2020
§ 26 − Begriffsbestimmung
Sachstand 1:
Gemäß Absatz 2 Nummer 2 ist eine bestehende Anlage im Sinne dieses Abschnitts
eine Anlage „für die die erste Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb nach § 4
oder § 16 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vor dem 18. August 2017 erteilt wor-
den ist und die vor dem 18. August 2021 in Betrieb gegangen ist oder …“
Auswirkungen 1:
Für Anlagen, deren Genehmigung zwar erst nach August 2017 erteilt wurde, jedoch
aufgrund der vorlaufenden Planungen und vorzeitigen Bestellung von Anlagenteilen
mit langen Lieferzeiten trotzdem vor dem 18. August 2021 in Betrieb gehen können o-
der müssen, haben jetzt kurz vor Inbetriebnahme keine Möglichkeit mehr, die Anlagen-
technik an die verschärften Grenzwerte anzupassen. Dies betrifft vor allem KWK-Mo-
dernisierungsprojekte, bei denen im Rahmen einer § 16 BImSchG-Genehmigung alte
Anlagen durch neue GuD-Anlagen ersetzt und seitens des BAFA verstärkt gefördert
werden.
Die Förderzusage wird durch einen BAFA-Vorbescheid verbrieft, sofern Baubeginn und
Inbetriebnahmezeitpunkt den engen zeitlichen Vorgaben des BAFA genügen. Somit
unterstützt/erfordert der BAFA-Vorbescheid eine zügige Projektabwicklung, die sich
jetzt nicht nachteilig auf die Vorhabensträger auswirken darf.
Sachstand 2:
In Absatz 2 wird geregelt, was eine bestehende Anlage ist.
In Absatz 2 Nummer 3 ist eine Anlage eine bestehende Anlage, wenn der Genehmi-
gungsantrag vor August 2017 vorlag und die Inbetriebnahme vor August 2018 lag.
Auswirkungen 2:
Das Problem besteht darin, dass Anlagen, die nach August 2017 genehmigt wurden
und sich im Bau befinden, als Neuanlagen zu werten sind. Damit werden diese Anla-
gen teilweise direkt zu Sanierungsfällen, obwohl die Genehmigung nach derzeit gelten-
dem Recht, hier 13. BImSchV von 2013, erteilt wurde.
19 23. Juli 2020
Eine Berücksichtigung der kommenden/möglichen Grenzwerte anhand des BREFs
beim Engineering war nicht möglich. Die Diskussion zur Aufteilung und Werte der
Emissionsbegrenzungen war aufgrund der Diskussionen und der langen Verzögerung
im Verordnungsgebungsprozess nur schwer und rechtlich unsicher abschätzbar. Die
Entwürfe aus 2019 und der nun vorliegende Entwurf unterscheiden sich teilweise mas-
siv.
Anhand eines Beispiels soll dieses Problem erläutert werden: Anlagen, die einen voll-
ständigen Antrag vor August 2017 gestellt haben, aber noch nicht in Betrieb gegangen
sind (da die Baumaßnahmen noch nicht abgeschlossen sind), müssten die Umbau-
maßnahmen sofort stoppen und erneut in die Planung gehen. Die Grenzwertsetzung in
der Genehmigung nach aktuellem Recht wäre aufgrund der erheblichen Änderungen
der 13. BImSchV derart verkehrt, dass eine Neuplanung mit Neugenehmigung nötig
wäre. Dies wäre unverhältnismäßig bzw. würde die Investition in den Standort sofort
beenden.
Lösungsvorschlag 1 und 2:
Im Absatz 2 Nummer 2 sollte das Wort „und“ zwischen Genehmigungsstichtag und In-
betriebnahmestichtag durch ein „oder“ ersetzt werden. Der Satz würde dann wie folgt
lauten: „2. für die die erste Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb nach § 4 o-
der § 16 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vor dem 18. August 2017 erteilt wor-
den ist ODER die vor dem 18. August 2021 in Betrieb gegangen ist oder…“
Im Absatz 2 Nummer 3 sollte das „und“ durch ein „oder“ ersetzt werden. Der Satz
würde dann wie folgt lauten: „3. für die der Betreiber einen vollständigen Genehmi-
gungsantrag zur Errichtung und zum Betrieb vor dem 18. August 2017 gestellt hat O-
DER die vor dem 18. August 2018 in Betrieb gegangen ist“
§ 32 – Verbrennung von Produktionsrückständen
Sachstand:
In Absatz (5) wird ein Grenzwert von 330 mg/m³ für Alt-Anlagen < 100 MW definiert.
Auswirkungen:
Aus unserer Sicht gilt diese Regelung auch für Altanlagen mit weniger als 300 MW. Ta-
belle 34 im LCP -lässt diesen Spielraum zu.
20 23. Juli 2020
Lösungsvorschlag:
Der Grenzwert sollte auch für Alt-Anlagen < 300 MW als Tagesmittelwert gewählt wer-
den.
§ 33 − Emissionsgrenzwerte für Gasturbinenanlagen
Sachstand:
(13) Für Gasturbinen mit Zusatzfeuerung sind Emissionsgrenzwerte und zugehörige
Bezugssauerstoffgehalte auf Grundlage der jeweils maßgeblichen Anforderungen an
die Gasturbine nach dieser Vorschrift und an die Zusatzfeuerung nach § 30 oder 31
durch die Behörde im Einzelfall festzulegen.
Auswirkungen:
Industriekraftwerke, in denen Gasturbinen in Kraft-Wärme-Kopplung mit Abhitzekes-
seln und Dampfturbinen betrieben werden, dienen der Bereitstellung von Heizdampf
für Industrieanlagen. Häufig wird hier eine Zusatzfeuerung zur Anhebung der Tempera-
tur am Kesseleintritt verwendet. Diese Temperaturanhebung bewirkt einen höheren
Kesselwirkungsgrad. Außerdem können mit dem Zusatzfeuer Schwankungen der
Dampfabnahme im nachgeschalteten Netz – z. B. durch Batch-Betrieb – ausgeglichen
werden.
Dabei hat die Zusatzfeuerung einen höheren Energienutzungsgrad als ein konventio-
neller gasgefeuerter Dampfkessel, da beispielsweise die Notwendigkeit der Verbren-
nungsluftförderung entfällt.
Es ist gängige Praxis, bei der Emissionsüberwachung einen gleitenden Grenzwert zu
verwenden. Dieser wird – gewichtet über die Feuerungswärmeleistungen – aus den
Grenzwerten für die Gasturbine bzw. eines gasgefeuerten Kessels gebildet.
Mit der Verschärfung der Grenzwerte für gasgefeuerte Kessel sowie der Festlegung
sehr ambitionierter Grenzwerte für Gasturbinen im vorliegenden Entwurf der 13. BIm-
SchV können diese bei Beibehaltung der o.g. Praxis mit der bisher verwendeten Tech-
nologie nicht eingehalten werden.
Die Zusatzfeuerung wird mit dem großen Gasturbinenabgas-Massenstrom betrieben
und damit mit erheblichem O2-Überschuß. Der O2-Gehalt im Abgas wird durch die Zu-
satzfeuerung nur in sehr geringem Umfang verringert. Eine Rauchgas-Rezirkulation
wie bei konventionellen Kesseln ist aufgrund der großen Volumenströme nicht reali-
sierbar. Verfahrenstechnisch ist die Zusatzfeuerung mit Kanalbrennern also nicht
21 23. Juli 2020
vergleichbar mit der Feuerung in konventionellen Kesseln mit Rauchgas-Rezirkulation.
Derzeitiger Stand der Technik bei den NOx-Emissionen sind 35 mg/MJ.
Da bei bestehenden Anlagen ein nachträglicher Einbau einer Abgasreinigung wirt-
schaftlich nicht möglich ist, würde der vorliegende Entwurf zur Stilllegung der beste-
henden Zusatzfeuerungen führen. Neue Anlagen würden ohne Zusatzfeuerung gebaut
werden. Die Abhitzekessel würden mit einem schlechteren Wirkungsgrad gefahren und
zum Ausgleich der Netzschwankungen würden ineffizientere konventionelle Kesselan-
lagen außerhalb der KWK-Anlagen betrieben werden.
Aus o.g. Gründen sollte die technische Besonderheit der Zusatzfeuerung bei der
Grenzwertfestlegung von Gasturbinenanlagen mit Zusatzfeuerung besser berücksich-
tigt werden.
Ein Hinweis in der 13. BImSchV hierzu würde den Behörden und Betreibern bei der
Festlegung von realistischen Grenzwerten helfen.
Lösungsvorschlag:
Für Gasturbinen mit Zusatzfeuerung sind Emissionsgrenzwerte und zugehörige Be-
zugssauerstoffgehalte auf Grundlage der jeweils maßgeblichen Anforderungen an die
Gasturbine nach dieser Vorschrift und an die Zusatzfeuerung nach § 30 oder 31 durch
die Behörde im Einzelfall festzulegen. Für die Ermittlung des gemeinsamen Bezugs-
sauerstoffgehalts sind die Verhältnisse der Rauchgasströme zu verwenden. Die Be-
hörde kann von den Emissionsbegrenzungen nach § 30 oder 31 abweichen, wenn dies
im Einzelfall durch die Bauart der Zusatzfeuerung technisch begründet ist.
§ 38 − Zusätzliche Einzelmessung
Sachstand:
Der Betreiber von GFA mit Wirbelschichtfeuerung hat einmal jährlich die Emission von
Distickstoffoxid als Mittelwert über die jeweilige Probenahmezeit und unter Zugrundele-
gung eines Emissionswertes zu messen.
Auswirkungen:
Zum einen gibt es im BREF keine spezielle Emissionsbandbreite für N2O. Der Verweis
in der Begründung zur 44. BImSchV und dem Stand der Technik ist unseres Erachtens
nicht ausreichend. Hier muss der Stand der Technik nachgewiesen werden. Vielmehr
22 23. Juli 2020
ist zu sagen, dass der BREF N2O deshalb nicht beschrieben hat, weil dies nicht expli-
zit als KEI identifiziert wurde, auch wenn das Treibhauspotenzial höher als bei CO2 ist.
Einen Wert (150 mg/m3) abzuleiten, ist nach Ansicht des VCI eigentlich nicht möglich.
Die Monitoringangaben in BVT-Schlussfolgerung Nummer 4 sind aus unserer Sicht
nicht verbindlich umzusetzen. Hieraus ergibt sich also die angedachte Regelung eben-
falls nicht.
Die Frage ist auch, was unter „Zugrundelegung eines Emissionswertes“ zu verstehen
ist. Hier könnte es zu unterschiedlichen Interpretationen kommen. Ist damit ein fester
Grenzwert gemeint? Was ist zu tun, wenn der Wert überschritten wird?
Lösungsvorschlag:
Streichung des Absatzes.
23 23. Juli 2020
§ 39 − Übergangsregelungen
Sachstand:
Hier werden für verschiedene Anlagen Übergangsfristen festgelegt.
Auswirkungen 1:
Aufgrund der Pläne der Bundesregierung werden bis 2035 alle verbleibenden GFA in
der Chemieindustrie abgeschaltet bzw. ersetzt. Es fehlt leider eine Regelung für Anla-
gen, die bereits weit vor 2035 aus der Verbrennung von Kohle aussteigen.
Hier sollte die bestehende 13. BImSchV in der Fassung von 2017 weiterhin Bestand
haben. Anlagen, die nur noch wenige Jahre laufen, mit zusätzlichen Auflagen zu bele-
gen, wäre unverhältnismäßig.
Lösungsvorschlag 1:
Für bestehende Anlagen, für die der Betreiber bis zum 1. Januar 2022 gegenüber der
zuständigen Behörde schriftlich erklärt hat, dass er diese Anlage unter Verzicht auf die
Berechtigung zum Betrieb aus der Genehmigung bis zum 31. Dezember 2028 stilllegt,
gilt die 13. BImSchV in der Fassung von 2017 weiter.
Auswirkungen 2:
Die von der Verordnung in § 39 für bestehende Anlagen (inkl. Alt und 2003-Altanlagen)
definierte Übergangsfrist ist unter Berücksichtigung der Dauer von Angebotserstellung
und Lieferzeiten eng gesetzt.
Zwar ist die Frist seitens der EU mit Veröffentlichung der BVT-Schlussfolgerungen (31.
Juni 2017) bekanntermaßen auf vier Jahre gesetzt. Die Modernisierung von Bestands-
anlagen bedarf Zeit.
Wie im Artikel von RA Dr. Rebentisch in der Ausgabe 5/2020 beschrieben, kann die
Bundesregierung trotz nahendem Ende der Umsetzungsfrist drei Jahre Übergangsfrist
gewähren.
Lösungsvorschlag 2:
Es sollte eine zusätzliche Drei-Jahre-Übergangsfrist, also bis zum 1. Januar 2023, für
die Anlagenbetreiber von LCP-Anlagen allgemeinverbindlich gewährt werden.
24 23. Juli 2020
Ansprechpartner: Dipl.-Ing. Benjamin Wiechmann
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